3. Componentes de uma Usina Maremotriz
3.2. Comportas
As comportas incorporadas à barragem de uma usina maremotriz tem a função principal de controlar o nível de água do reservatório, sendo que a frequência em que estas são abertas está relacionada ao tipo de maré e ao modo de operação da usina.
As comportas usadas em uma usina maremotriz operam com muito mais frequência do que em uma hidrelétrica convencional. Portanto, é necessário que estas operem com maior rapidez e com elevado grau de confiabilidade, de modo a evitar problemas operacionais e manutenções constantes.
Outro importante fator que deve ser considerado é o ambiente de operação das comportas. Os constantes impactos das ondas e a corrosão podem resultar em problemas operacionais às comportas.
30 3.3. Reservatório
A principal função do reservatório em uma usina maremotriz é o armazenamento de água, de modo a gerar a queda d’água necessária para geração de eletricidade através dos turbogeradores. Estes reservatórios podem ser reentrâncias costeiras, enseadas, corpos de águas entre ilhas e continentes, ou estuários. (CHARLIER, ROGER HENRI, 1982).
O projeto de uma usina maremotriz pode envolver um ou mais reservatórios, sendo que a primeira alternativa é a mais comum e mais econômica.
3.4. Equipamentos Eletromecânicos
Equipamentos relacionados à conversão da energia maremotriz são alguns dos principais fatores que afetam diretamente os custos de uma usina maremotriz.
Equipamentos eletromecânicos são diretamente responsáveis por cerca de 45 a 55% dos custos totais do projeto. (CLARK, 2007). Além disso, a energia produzida depende também do tipo e da eficiência das turbinas utilizadas.
Em uma usina maremotriz, os equipamentos eletromecânicos devem considerar os seguintes fatores: (CLARK, 2007).
A variação contínua da altura da queda d’água requer turbinas que operem de forma satisfatória sob tais condições;
A baixa queda requer um grande volume de água passando pelas turbinas resultando em grandes dimensões físicas para as passagens da água;
A operação cíclica (início e parada da geração de acordo com as marés) impõe nos equipamentos geradores fadigas maiores do que na geração convencional em hidrelétricas;
As dimensões físicas de cada unidade geradora deve ser a menor possível, visto que afetam diretamente os custos das obras civis;
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Os materiais são expostos às ações corrosivas da água do mar e, portanto, precisam ser cuidadosamente selecionados e protegidos;
A eficiência global da geração pode assumir uma prioridade menor devido à ampla fonte de água envolvida no processo.
Sabendo-se que os custos de uma usina maremotriz estão amplamente associados ao número de geradores, torna-se mais interessante a utilização de menos unidades geradoras, porém, com potência nominal maior. Entretanto, utilizando-se turbogeradores maiores, reduz-se a velocidade de rotação dos mesmos. A exploração da energia maremotriz está associada com baixas quedas d’água, o que significa baixas velocidades de rotação. (CLARK, 2007).
3.4.1. Turbinas
Para a exploração da energia maremotriz, existem basicamente três tipos de turbinas: Kaplan, Bulbo e Straflo (STRAight FLOw).
3.4.1.1. Turbina Kaplan
Turbinas do tipo Kaplan são geralmente mais indicadas em situações de baixa queda – 1,5 m a 18 m. (OLIVEIRA, D. Q. et al, 2009a). As variações do ângulo das pás permitem uma adequação às variações do fluxo de água e de carga sem uma variação significativa da eficiência. As turbinas Kaplan são apropriadas para uma vazão da ordem de 0,4 m3/s a 10 m3/s, e potência nominal variando entre 100 kW a 800 kW. (OLIVEIRA, D. Q. et al, 2009a). Na Figura 3.4 é ilustrado o principio de funcionamento da turbina Kaplan.
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Figura 3. 4 – Modelo de uma turbina Kaplan. (Fonte: Wikimedia, 2009)
3.4.1.2. Turbina Bulbo
As turbinas do tipo Bulbo, Figura 3.5, caracterizam-se principalmente pela localização do gerador em um invólucro (bulbo) dentro da passagem de água. Além disso, este modelo possui uma alta eficiência hidráulica, grande capacidade de descarga, e uma potência elétrica maior do que outros modelos de turbinas com as mesmas dimensões físicas. Significativos avanços com essas turbinas tem sido feitos também na exploração de baixas quedas, especificamente entre 1,5 m a 20 m.
Em situações de baixa queda, a velocidade de rotação da turbina deve ser mantida baixa a fim de evitar danos por cavitação. Sabendo-se que a redução da velocidade de rotação provoca o aumento do diâmetro do gerador, tal efeito resulta em um aumento da secção de convergência da passagem da água, evitando maiores perdas de energia resultantes da mudança de direção do fluxo através do bulbo. (CLARK, 2007).
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Figura 3. 5 – Esquema de uma turbina tipo bulbo. (Fonte: CLARK, 2007)
As turbinas do tipo bulbo possuem a vantagem da experiência de uso e perícia em seu projeto. Isso as torna uma escolha comum em projetos hidrelétricos em geral. Além disso, é possível a utilização destas turbinas em diferentes modos:
geração, bombeamento, e como cavidades para escoamento de água em ambos os sentidos.
3.4.1.3. Turbina STRAFLO
Diferentemente das turbinas do tipo bulbo, os modelos STRAFLO (Straight Flow), Figura 3.6, não possuem a obstrução do gerador na passagem de água, de modo que as perdas hidráulicas são menores, ou seja, a ausência do bulbo resulta em uma maior eficiência hidráulica na passagem da água.
A ultilização da turbina como rotor do gerador possui algumas vantagens, entre elas a diminuição das restrições físicas que afetam o número de pólos e o espaço disponível para refrigeração. Em contraste com as turbinas tipo bulbo, este modelo não apresenta restrições de diâmetro do gerador, de modo que a inércia é semelhante às turbinas Kaplan de eixo vertical. Além disso, como o gerador
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encontra-se fora da passagem de água, este se torna mais acessível para manutenção. Tanto o gerador quanto a turbina encontram-se no mesmo plano vertical, resultando em redução das dimensões físicas e, consequentemente, dos custos da casa de força. (CLARK, 2007).
Figura 3. 6 – Esquema de uma turbina STRAFLO. (Fonte: CLARK, 2007)
3.4.1.4. Outros Modelos de Turbinas
Existem no mundo diversos lugares com menor potencial hidráulico que ainda não foram explorados. São lugares com quedas d’água tipicamente da ordem de 2 metros. O aproveitamento de lugares de queda muito baixa é geralmente possível tecnicamente, porém não é viável economicamente devido aos custos de obras civis. Atualmente, novas tecnologias em equipamentos eletromecânicos tem promovido uma diminuição significativa nos custos de obras civis, de modo a permitir a exploração de locais com queda muito baixa. Dentre estas novas tecnologias estão as turbinas VLH (Very Low Head), a HYDROMATRIX® e as turbinas hidrocinéticas Hydro Green Energy.
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O modelo VLH, ilustrado na Figura 3.7, foi projetado para aplicações em quedas entre 1,4 e 3,2 metros e incorpora, entre outras, as seguintes características:
(MJ2 Technologies, 2009).
Turbina Kaplan, com pás ajustáveis de acordo com o nível e fluxo de água;
Estrutura física adequada para uma rápida acoplagem e desacoplagem da turbina;
Variador eletrônico de velocidade;
Controle eletrônico integrado para gerenciamento da unidade turbogeradora e dos equipamentos eletrônicos.
Disponível em cinco diâmetros diferentes: 3.550, 4.000, 4.500, 5.000, 5.600 mm;
Altura da queda d’água varia entre 1,4 m e 3,2 m ou mais;
A vazão d’água varia entre 10 m3/s e 30 m3/s;
A potência de saída individual varia entre 100 kW e 500 kW.
A turbina VLH possui o gerador diretamente acoplado à turbina, assim, ambos possuem a mesma velocidade de rotação. O rotor é equipado com imãs permanentes, simplificando a sua regulação e reduzindo o diâmetro do estator. A associação do gerador com imã permanente e o variador eletrônico de velocidade permite uma variação da velocidade de rotação em qualquer instante, especificamente de acordo com as condições hidráulicas. Além disso, tal associação permite a manutenção adequada de parâmetros elétricos, tais como: tensão, frequência, fator de potência e harmônicas. (MJ2 Technologies, 2009).
O sistema que permite a variação de velocidade é feito a partir de um retificador de potência associado a um banco de capacitores seguido de um inversor com frequência de saída em 50 ou 60 Hz. Este sistema surgiu e se desenvolveu a partir dos avanços nas tecnologias de aerogeradores, ainda no início dos anos 90, e que hoje representa uma tecnologia confiável e madura. (MJ2 Technologies, 2009).
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Figura 3. 7 – Turbina VLH (Very Low Head). (Fonte: MJ2 Technologies, 2009)
O sistema chamado HYDROMATRIX® é composto de pequenas unidades geradoras dispostas em uma “matriz”, conforme ilustrado na Figura 3.8, sendo facilmente integrado a uma barragem já existente.
Em lugares com estruturas apropriadas para o uso da HYDROMATRIX®, as vantagens em relação a outras formas de aproveitamento de baixas quedas são muitas: (Andritz VA TECH HYDRO, 2009).
Aproveitamento de construções civis existentes – novas construções desnecessárias;
Não apresenta riscos geológicos ou hidrológicos;
Possibilidade de remoção dos módulos durante o período de inundação;
Conceito modular padronizado;
Alta disponibilidade – manutenção rápida e fácil;
Não apresenta riscos ambientais – energia limpa.
Dependendo da estrutura já existente e de outras condições do local, projetos maiores (acima de 50 MW) podem ser desenvolvidos a um custo em torno de $ 800 por kilowatt instalado. Enquanto projetos menores (cerca de 10 MW) o custo é da ordem de $ 1.000 por kilowatt instalado, dependendo do módulo instalado. Os custos da energia para projetos em implementação estão na ordem de $ 0,025 a
$0,035 por kilowatt-hora. (Andritz VA TECH HYDRO, 2009).
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O sistema apresenta viabilidade econômica quando o local apresenta os critérios seguintes: (Andritz VA TECH HYDRO, 2009).
Vazão superior a 100 m3/s;
Queda d’água entre 3 e 30 m;
Facilidade de conexão à rede elétrica convencional;
Estruturas físicas adequadas para instalação dos módulos.
Figura 3. 8 – Módulo HYDROMATRIX® de 25 unidades geradoras com potência instalada total de 5 MW. (Fonte: Andritz VA TECH HYDRO, 2009)
Recentemente, a fabricante do sistema HYDROMATRIX®, Andritz VA TECH HYDRO, desenvolveu um refinamento para este sistema – a StrafloMatrix™.
A principal característica deste novo projeto está no acoplamento do gerador à turbina, que é semelhante aos modelos de turbina Straflo. Esta configuração reduz significativamente as dimensões físicas na direção do fluxo de água, permitindo a sua aplicação em locais onde o espaço é limitado. Além disso, a StrafloMatrix™
opera em sincronia com o sistema de distribuição, uma vantagem onde não é possível a utilização de geradores de indução. A Figura 3.9 ilustra o esquema de uma unidade StrafloMatrix™.
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Figura 3. 9 – Esquema de uma unidade turbogeradora StrafloMatrix™. (Fonte: Andritz VA TECH HYDRO, 2009)
A turbina hidrocinética Hydro Green Energy opera sem a necessidade de barragens ou condutos forçados. Ou seja, utiliza apenas o fluxo natural da água em um rio ou oceano. Tal situação pode reduzir significativamente os custo de implementação do projeto. Outra característica deste tipo de turbina é a redução do impacto ao meio-ambiente, pois a criação de novas estruturas praticamente não existe.
Na Figura 3.10 é ilustrada uma estrutura modular de turbinas Hydro Green Energy.
Figura 3. 10 – Estrutura modular de turbinas hidrocinéticas Hydro Green Energy. (Fonte: Hydro Green Energy)
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A seguir, estão listadas as principais características técnicas da Hydro Green Energy:
Tensão de saída sincronizada com a rede;
Diâmetro do rotor: 3,65 m;
Tamanho do duto de saída: 2,43 m;
Submergência: 0,91 mm;
Velocidade nominal do rotor: 21 rpm;
Velocidade mínima para geração: 1,0 m/s;
Velocidade máxima: 3,5 m/s;
Fator de disponibilidade: >99,0 %;
Coeficiente de performance da turbina (Cp): 0,62 (em condições nominais de operação).
3.4.2. Geradores
Em unidades do tipo bulbo, o projeto do gerador geralmente é mais crítico do que o da turbina, devido às limitações de espaço dentro do bulbo. As condições para o diâmetro do bulbo são geralmente entre 80 e 120 por cento do diâmetro do rotor.
(SEONI, 1977). Além disso, deve ser considerado também o tamanho da seção cônica do bulbo e seu efeito na eficiência hidráulica.
Uma importante relação entre a potência de saída do gerador, suas dimensões físicas e velocidade, é dada pela equação 3.1: (CLARK, 2007).
𝑃 = 𝐾𝐷𝑟2𝐿𝑛 (3.1)
n = velocidade de rotação do rotor (rpm).
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Devido a questões de eficiência hidráulica, o diâmetro do rotor do gerador, Dr, deve ser consideravelmente menor do que a turbina. Para se compensar esta redução, o comprimento do gerador, L, e o fator de compactação, K, devem ser aumentados. Entretanto, o incremento destes parâmetros deve ser feito com cautela, pois ocasionará um aumento da temperatura da unidade. (CLARK, 2007).
Devido ao pequeno diâmetro, o rotor do gerador possui uma inércia pequena, e tal característica é bastante indesejável em grandes sistemas de potência.
Unidades geradoras usadas em uma planta maremotriz estão sujeitas a operar em situações extremas: variação constante de pressão, por exemplo, que ocasionam flutuações na potência de saída. Um alto valor de inércia reduziria bastante tal maioria dos casos o gerador funciona diretamente acoplado à turbina, entretanto, em situações de potência até 20 MW, pode-se usar caixas de redução para que o gerador trabalhe em rotações acima da rotação da turbina. Turbogeradores diretamente acoplados podem alcançar até 9 m de diâmetro com uma rotação entre 50-60 rpm. Neste caso, o número de pólos varia entre 100-120 para 50 Hz e 120-144 para 60 Hz. (RAKOSH DAS BEGAMUDRE, 2007).
A utilização de vários geradores em paralelo pode trazer problemas de estabilidade ao sistema. Portanto, o controlador de velocidade e o regulador de tensão devem operar simultaneamente. (RAKOSH DAS BEGAMUDRE, 2007).
Utilizando-se caixas de redução, é possível elevar da velocidade angular do gerador (600-750 rpm para 50 Hz, e 720-900 rpm para 60 Hz), deste modo, o número de pólos será entre 8 e 10. Portanto, a alta velocidade angular torna possível a redução do diâmetro do gerador. (RAKOSH DAS BEGAMUDRE, 2007).
Turbogeradores do tipo STRAFLO possuem o gerador fora da passagem de água. Deste modo, pode-se incormporar ao rotor um momento de inércia maior do
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que para o tipo Bulbo. O principal exemplo de aplicação do turbogerador STRAFLO é a usina maremotriz da Baía de Fundy, no Canadá.
3.4.3. Equipamentos Elétricos Diversos
Além dos turbogeradores, outros quesitos de natureza elétrica devem ser considerados no projeto de uma usina maremotriz: (CLARK, 2007).
O projeto do sistema de excitação, preferencialmente com transformador de excitação e regulador automático de voltagem para cada grupo de quatro unidades;
O nível de tensão de geração em 13,8 kV, o que resultaria em economia na eliminação de transformadores elevadores;
Utilização de apenas um transformador por grupo de quatro ou mais unidades geradores;
Agrupamento dos transformadores a fim de reduzir e utilizar mais eficientemente os disjuntores da linha de transmissão;
3.4.4. Transmissão
Conforme já mencionado, a geração de energia em uma usina maremotriz ocorre em períodos de tempo isolados entre si, havendo intervalos de não-geração entre eles.
O sistema de transmissão deve considerar tais características da geração maremotriz, sendo capaz de transmitir satisfatoriamente a energia produzida até os centros consumidores.
Além disso, existem alguns fatores que devem ser analisados, por exemplo, o comprimento da linha de transmissão, a potência a ser transmitida, o nível de tensão
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de transmissão, a alteração do fluxo de potência na rede elétrica e até mesmo a viabilidade econômica do sistema de transmissão.
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4. Modos de Operação de uma Usina Maremotriz
Os problemas relacionados à complexidade dos movimentos de marés tem sido resolvidos através do desenvolvimento de modelos computacionais capazes de estimar com precisão a energia produzida por uma usina maremotriz, além de indicar o modo mais eficiente de operação.
Existem, basicamente, três modos de operação de uma usina maremotriz:
Geração em maré vazante (efeito simples);
Geração em maré enchente (efeito simples);
Geração em maré vazante e enchente (efeito duplo).
Os modos de operação acima citados, podem incluir ainda um sistema de bombeamento d’água. O principal objetivo deste artifício é o aumento da queda d’água, de modo a ampliar a produção de energia da usina. Vale lembrar que este sistema de bombeamento pode consumir parte da energia produzida pela própria usina. Um exemplo deste fenômeno é La Rance, onde 10% da energia produzida é destinada para fins de bombeamento.
4.1. Geração em Maré Vazante
Esta é a mais simples estratégia de operação de uma planta maremotriz.
Logo após a maré alta, as comportas de enchimento do reservatório são fechadas.
O processo de geração de energia é iniciado durante a maré vazante, quando a queda d’água é aproximadamente a metade da amplitude da maré, ou seja, há queda d’água suficiente para o início do funcionamento das turbinas. Esta operação é mantida até que a altura da queda d’água se torne a mínima possível para a geração de energia. Neste ponto, bloqueiam-se as passagens de água através das turbinas, cessando-se a geração de energia até que a altura da queda d’água torne-se novamente suficiente para o funcionamento das turbinas, após a maré alta seguinte. Esta estratégia de operação, com e sem bombeamento, é ilustrada na Figura 4.1.
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Figura 4.1 – Níveis de água em função do tempo na geração em maré vazante. (Fonte: CLARK, 2007)
A geração em maré vazante com bombeamento permite um acréscimo na energia produzida. Usando-se as turbinas de modo reverso, como bombas, a altura da queda d’água pode ser aumentada. Considerando-se que tal processo de bombeamento ocorre durante uma pequena altura de queda d’água e que esta mesma água, que outrora foi bombeada, passará pelas turbinas em uma altura de queda d’água bem maior, então se produz um ganho líquido de energia. Este ganho de energia é da ordem de 3 a 13%. (FRERIS, L. et al, 2008).
4.2. Geração em Maré Enchente
A geração em maré enchente é o inverso da geração em maré vazante. A produção de energia neste caso é menor do que no caso anterior. Isto acontece basicamente por dois motivos: (1) a taxa de variação do nível d’água do reservatório nos estágios iniciais da geração em maré enchente é bem maior do que nos estágios iniciais da geração em maré vazante; (2) o volume d’água que passa através das turbinas na geração em maré enchente é menor do que na geração em maré vazante. (CLARK, 2007).
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4.3. Geração em Maré Vazante e Enchente
Com os avanços na tecnologia de turbinas, é possível utilizá-las agora para produzir energia tanto na maré enchente quanto na vazante. Uma das principais vantagens deste modo de operação é a geração de eletricidade durante mais horas ao dia do que a operação em efeito simples, além de permitir uma maior flexibilidade operacional. Este modo de operação é ilustrado na Figura 4.2.
Figura 4.2 – Níveis de água em função do tempo na operação em duplo efeito. (Fonte: CLARK, 2007)
4.4. Bombeamento d’Água na Usina Maremotriz
Conforme já mencionado, as turbinas podem ser projetadas para operar em modo de bombeamento tanto na operação em efeito simples quanto na operação em efeito duplo. A vantagem deste artifício está no ganho na produção de energia.
Em situações de baixa queda, as turbinas podem operar em modo de bombeamento a fim de se encher o reservatório a uma cota além da maré alta. Na operação subsequente, a água que foi bombeada para o reservatório durante uma
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baixa queda d’água poderá ser utilizada agora para geração de energia durante uma queda d’água bem maior, resultando em uma eficiência global maior.
Uma usina maremotriz operando em efeito duplo, e com sistema de bombeamento, possui flexibilidade suficiente para operar em máxima eficiência.
Embora esta técnica de possa parecer bastante atrativa, existem alguns fatores críticos que precisam ser analisados com antecedência. As turbinas trabalham em máxima eficiência quando são projetadas para operar em modo de efeito simples e em uma altura de queda d’água particular. A operação em uma ampla faixa de altura de queda resulta num sacrifício de eficiência no processo. Se as turbinas forem projetadas para trabalhar em duas direções, ou se forem capazes de bombear água, algumas concessões adicionais serão necessárias para conseguir o melhor compromisso no desempenho das máquinas. (CLARK, 2007).
4.5. Usina Maremotriz de La Rance - França
Os custos de implementação da usina maremotriz de La Rance correspondem a € 66 mi1 (CHARLIER, ROGER HENRI, 2009), divididos em 14 % em custos excedentes, 55 % em equipamentos, 13 % em ensecadeiras e 28 % em obras civis. (CHARLIER, ROGER HENRI, 1982). A barragem foi construída no local mais estreito do estuário e possui uma extensão aproximada de 910 m e uma largura de 53 m. Além disso, a barragem é utilizada como elo rodoviário entre as cidades de Dinard e St. Malo, reduzindo a distância entre elas para 35 km. Na Figura 4.3 é mostrado um layout geral da barragem da usina.
1 Valor equivalente para o ano de 2008.
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Figura 4.3 – Layout geral da usina maremotriz de La Rance. (Fonte, CLARK, 2007).
No interior da usina estão 24 unidades turbogeradoras do tipo bulbo de 10 MW cada uma, totalizando 240 MW de capacidade instalada. Cada unidade contém um alternador de 5 m de diâmetro diretamente acoplado a uma turbina do tipo KAPLAN, sendo que esta pode funcionar tanto como turbina quanto como bomba. A turbina KAPLAN possui em diâmetro de 5,35 m e rotação nominal de 94 rpm. Na Figura 4.4 é representado o corte transversal da seção de turbinas da usina. Três transformadores de 80 MVA elevam a tensão para 225 kV e entregam a energia produzida a uma subestação localizada a 300 m do lado oeste da usina. Três linhas transmitem a energia produzida a Paris, Aube, Rennes, Landeneau e Brest.
(Charlier, Roger Henri, 2009).
Figura 4.4 – Corte transversal da seção de turbinas da usina maremotriz de La Rance. (Fonte:
CLARK, 2007).
A geração de eletricidade ocorre em ambos os sentidos (operação em duplo-efeito). Além disso, um acréscimo de energia produzida é obtido a partir de
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bombeamento. Em marés entre 9 m e 14 m, a potência produzida pode chegar a
bombeamento. Em marés entre 9 m e 14 m, a potência produzida pode chegar a